現場潛油電泵采氣排水控制方法改進

王彥彬，劉麗娟，孫 文

（1.渤海裝備新世紀機械制造有限公司，天津 300280；2.天津市正方科技發(fā)展有限公司，天津 300270）

0 引言

隨著天然氣與煤層氣開采規(guī)模的擴大與發(fā)展，排水采氣技術已成為保持氣井可持續(xù)生產的重要技術手段。以抽油機、螺桿泵、潛油電泵等為代表的機械排采裝備在排水采氣領域得到了廣泛應用。

潛油電泵自1985年前后在川西南氣，2005年以后在長慶礦井開展排水采氣試驗以來，歷經30多年摸索過程，取得了一系列成功經驗，期間各項新技術的應用提高了潛油電泵對各種復雜井況的適應性，激勵石油技術人員不斷深入探索。但時至今日，在不同區(qū)塊的小規(guī)模應用中，仍不斷出現問題，究其原因，生產運行過程中的不合理控制是造成設備停機與故障的重要影響因素，說明加強控制方法研究，提高運行控制的合理性，對保證設備的長期可靠運行是極其重要的。

1 運行模式分析

潛油電泵排水采氣的生產過程可分為2個階段，即生產初期大排量排液階段和出氣后保持抽吸積液階段。兩個階段差異性較大，初期充分發(fā)揮了潛油電泵排液量大的特點，積液排采迅速；見氣后排液量下降迅速，機組運行狀態(tài)發(fā)生新的轉變。目前根據井底積液速度，見氣后的潛油電泵基本采取2種運行模式。

（1）連續(xù)運行模式。對于積液速度快，或需要用積液控制壓差的氣井，采取連續(xù)運行模式。這也是對低產井和邊底水迅速增加井，普遍采用的運行模式。特別是煤層氣開采，低產井居多，壓差控制嚴格，雖然積液量不大，仍需要排水裝備連續(xù)運行。如陜北神木煤層氣開采，產氣量一般在（3000～5000）m3/d。通過實際監(jiān)測，見氣后，泵的排液量從排采初期的20 m3/d降到5 m3/d以下，為了控制好積液壓差，基本都采取降頻控制，保持機組連續(xù)運行。

（2）間歇運行模式。對于積液速度緩慢，或產氣量接近臨界流量的氣井，可采取間歇運行模式。即氣井正常產氣后，機組停機，待井底積液達到一定程度后，再啟動機組排水。這類井一般比較深，氣量比較大。如吐哈魯克沁12井，2012年采用潛油電泵排水采氣，泵掛深度超過2000 m，產氣量達到15 000 m3/d，采取了間歇運行模式。

2 潛油電泵控制方法

2.1 井下壓力與電機溫度控制

在見氣前和見氣后的2個不同生產階段，由于抽吸介質的變化，潛油電泵的運行狀態(tài)會存在較大差別。見氣前泵抽吸的是單相流體，泵的負載正常，工作電流穩(wěn)定；見氣后，泵抽吸的流體由單相流轉變?yōu)閮上嗔?，產液量下降明顯，且會出現較大的電流波動。經驗證明，此時若仍采用欠載電流保護控制，易導致機組過早停機，難以改變水壓井格局；若取消欠載電流保護，又易于出現井液抽空燒泵現象。目前該類案例出現的較多，經驗教訓也較多。基于欠載電流保護不能適應排水采氣井的實際生產狀況，應改進控制模式，在井下安裝壓力和電機溫度監(jiān)測傳感器。

通過井下壓力傳感器可以自動實時監(jiān)測井下壓力，存在式（1）的關系。

式中Ps— 井下壓力傳感器傳輸出的壓力

Ph—— 動液面壓力

P套—— 套管回壓

根據井下壓力和井口套壓，可以準確判定動液面高度和積液狀態(tài)，實施變頻控制和防抽空停機保護。特別是煤層氣井，理想的積液壓差一般只有十幾米，使用地面監(jiān)測儀監(jiān)測的實時性和準確性還不能為生產提供有效保障，時有抽空燒泵現象發(fā)生[6]。

通過對電機溫度自動實時監(jiān)測，替代欠載電流保護，只要實際監(jiān)測的溫度低于電機的耐溫值，并且地面表征的其它運行參數正常，就可保持系統(tǒng)正常運行。一旦監(jiān)測溫度達到設定保護值，自動停機保護。

2013年川西南氣礦古18井生產初期采用欠載電流保護，機組頻繁停機幾十余次，采用電機溫度保護措施后，有效控制了電機過早停機與頻繁停機現象。西南氣田伊18-16-276H井采用了井下壓力和電機溫度監(jiān)測控制，取得良好的應用效果，產氣高峰期產氣量最高達到51 498 m3/d，后期保持在12 000 m3/d以上（圖1）；產液量下降明顯，由生產初期的500 m3/d下降到50 m3/d（圖2）；電機運行溫度保持在106℃；電機額定電流40 A，實際運行最高32.5 A，最低24.2 A（圖3）。

圖1 伊18-16-276H井產期數據

圖2 伊18-16-276H井產液數據

圖3 伊18-16-276H井運行數據

2.2 井口套壓控制

潛油電泵排水采氣，套管是主產氣通道，油管是主排水通道。因此井口套壓是氣井生產的重要技術參數。

根據公式（1）可知，井口套壓直接影響動液面高度。隨著井口套壓的增大，可促進動液面高度下降，盡早解氣，因此在見氣初期以及動液面較高階段，保持較高的井口套壓有助于減少套管中更多的積液。從伊18-16-276H井運行數據看，在高產氣階段，井口套壓值達到3.5 MPa，在日常產氣階段，套壓值僅為0.9 MPa，套壓值的增高不僅證明該階段具有較強的產氣能力，也助推了動液面的下降。

當然，由于氣井的動態(tài)穩(wěn)定性較差，井口套壓控制還要與井下壓力以及地面生產流程很好地結合，有效規(guī)避風險。特別是煤層氣井，動液面距離泵入口很近，為防止抽空燒泵，井口套壓更需要精確控制。這方面有些氣田往往重視不夠，如選擇量程較大的指針式壓力表，易造成較大的視覺誤差，應根據實際量程需要加以改進。

2.3 運行模式控制

在不同的生產階段，連續(xù)運行模式和間歇運行模式都可能用到，關鍵是看動液面高度是否穩(wěn)定處于臨界解氣點以下。

對于產氣量較低的氣井，氣體流速低于臨界流速，水的聚積易導致水埋井，即使水量較小，也應采取連續(xù)運行模式；水的聚積量需要一定的時間才能接近水埋井，可以采取間歇運行模式，間歇控制時間必須保證動液面回升高度在臨界解氣點以下，可以通過井下壓力及地面套壓監(jiān)測隨時掌握。

對于高產氣井，水量一般也比較大，依據Coleman模型［7］，對于井口套壓＜7 MPa的氣井，氣體的臨界流速見式（2）。

式中σ—— 水界面張力，kg/m

ρ1— 水密度，kg/m3

ρg—— 氣體密度，kg/m3

按照Coleman模型計算，在套管產氣的條件下，有效攜帶井筒積液的臨界流量值會很高。目前國內已實施的潛油電泵排水采氣井一般都很難達到臨界流量值，因此必須對產氣通道加以改進。

對于產氣量在（10 000～50 000）m3/d氣井，目前采取的附加泡排等措施都是有益的嘗試，如何進一步完善工藝，提高應用效果是今后的一個重要研究細節(jié)。適時轉為油管生產或采取雙油管生產也是達到Coleman模型要求的有效辦法，只是目前國內還沒有實施先例。

2.4 變頻控制

進入產氣階段，井下游離氣和井底積液都將進入潛油泵，油管成為氣液兩相流通道，進入泵中的氣體將導致泵的揚程和排量特性下降。為保證舉升揚程，泵的運行工況點向小排量端轉移。根據離心泵的工作特性，較低的轉速更有利于減少氣體聚積對泵造成的影響，因此在投入費用可接受的條件下，應適當降低機組的額定運行頻率。在現場應用中，升頻控制也應結合井下壓力及地面套壓變化逐步實施，切忌一次性大幅度提高運行頻率，造成泵氣鎖。

3 運行跟蹤與診斷

由于氣液兩相的動態(tài)變化直接影響氣井的生產穩(wěn)定性，因此加強運行跟蹤對保證穩(wěn)產是極其重要的。對于潛油電泵而言，需要監(jiān)測的重要技術參數包括井下壓力、電機溫度、井口套壓、井口油壓、運行電流等。針對不同的故障類型所表征的參數變化情況總結為表1，可根據全時域參數記錄進行具體診斷。

表1中，×表示該參數項不是故障類型表征項。氣體干擾是最重要的故障類型，典型特征明顯。需要強調的是2種突出的氣體干擾故障運行模式，一種是在排采到某個節(jié)點后，動液面不再下降，即使是升頻控制也不見效果，如果此時歸結為氣體干擾，正確的控制方式應是間歇停機或降頻控制，并增大井口套壓，保證氣井的可持續(xù)生產；另一種是在產氣階段出現井口油壓為零，油管中既無液產出，也無氣產出現象，此時如果井下壓力和電機溫度正常，可繼續(xù)保持生產，防止過早停機保護，達不到預期的投產效果。

表1 不同故障類型的參數表征

4 結束語

結合多年生產實際，總結了5點潛油電泵排水采氣的控制經驗。

（1）根據氣井的生產特點，應合理選擇潛油電泵的運行模式。

（2）通過井下壓力和電機溫度自動監(jiān)測，可準確判定動液面高度并對機組實施運行保護。應取消欠載電流保護。

（3）在見氣初期或動液面較高階段，要適當控制井口套壓，輔助動液面下降。

（4）在正常產氣階段，適當降低泵轉速更有利于提高泵對氣的適應性。

（5）加強運行的跟蹤與診斷，及時調整運行措施，對保證穩(wěn)定生產及其重要。

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［4］葉建平，范志強.中國煤層氣勘探開發(fā)利用技術進展［M］.北京：地質出版社，2006.

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